NO334416B1

NO334416B1 - Apparatus and method for pressure testing of an underwater wellhead assembly

Info

Publication number: NO334416B1
Application number: NO20073700A
Authority: NO
Inventors: Kevin G Buckle; Marc Minassian; Robert K Voss; Steven P Fenton
Original assignee: Vetco Gray Inc
Priority date: 2006-07-18
Filing date: 2007-07-17
Publication date: 2014-03-03
Also published as: US7647973B2; US20080017383A1; BRPI0705795A; GB2440265B; SG156638A1; GB0713906D0; SG139672A1; NO20073700L; GB2440265A

Abstract

Framgangsmåte og apparat eller verktøy 47, 63 innrettet for bruk sammen med en undervannsbrønnhodemontasje 11 for å hindre kollaps av en slitasjeforing 39 lokalisert i et gjennomborbart rørformet element når ytre testkrefter tilføres denne. Verktøyet 47, 63 har en konnektor 49 som kobles til det gjennomborbare rørformede element. En stamme 55 strekker seg nedover fra konnektoren 49 og er forsynt med et reagerende element 61 ved sin nedre ende. Det reagerende element 61 samvirker med en indre diameter av slitasjeforingen 39 for å motstå innover rettede krefter fra fluidtrykket mot slitasjeforingens 39 utside. Verktøyet 47, 63 kan være inkorporert i et løpende verktøy eller i et testverktøy for testing av isolasjonen til en BOP-enhet 62 i fig 2.A method and apparatus or tool 47, 63 adapted for use with a subsea wellhead assembly 11 to prevent collapse of a wear liner 39 located in a pierceable tubular member when external test forces are applied thereto. The tool 47, 63 has a connector 49 which is connected to the pierceable tubular element. A stem 55 extends downwardly from the connector 49 and is provided with a responsive member 61 at its lower end. The reacting member 61 cooperates with an inner diameter of the wear liner 39 to resist inwardly directed forces from the fluid pressure against the outside of the wear liner 39. The tool 47, 63 may be incorporated in a running tool or in a test tool for testing the insulation of a BOP unit 62 in Fig. 2.

Description

Oppfinnelsen angår en framgangsmåte for trykktesting av en undervanns brønnhodemontasje, slik det framgår av den innledende del av patentkrav 1 samt en anordning for å gjennomføre trykktesting av en undervanns brønnhodemontasje, slik det framgår av den innledende del av patentkrav 13 og særlig et verktøy for å hindre kollaps av en slitasjeforing under testing av en spole eller et ventiltre (heretter bare kalt "tre"), innrettet for gjennomboring. The invention relates to a procedure for pressure testing an underwater wellhead assembly, as is apparent from the introductory part of patent claim 1, as well as a device for carrying out pressure testing of an underwater wellhead assembly, as is evident from the introductory part of patent claim 13, and in particular a tool to prevent collapse of a wear liner during testing of a spool or a valve tree (hereafter simply called "tree"), arranged for piercing.

Bakgrunn Background

En undervannsbrønn blir typisk boret ved først å bore en første del av brønnen og installere deri et ledningsrør samt et ytre brønnhodehus. Deretter blir brønnen boret ned til en neste dybde og en første streng med foringsrør blir installert, idet foringsrøret blir understøttet av et høytrykks brønnhodehus som landes inne i lavtrykks brønnhodehuset. Ved en benyttet teknikk, senker en operatør en BOP- (blow-out-preventer) enhet på et stigerør og fester BOP- enheten til høytrykksbrønnhodehuset, hvoretter brønnen bores ned til sin totale dybde. An underwater well is typically drilled by first drilling a first part of the well and installing therein a conduit pipe and an outer wellhead housing. The well is then drilled down to a next depth and a first string of casing is installed, the casing being supported by a high-pressure wellhead casing that is landed inside the low-pressure wellhead casing. In one technique used, an operator lowers a BOP (blow-out-preventer) unit onto a riser and attaches the BOP unit to the high-pressure wellhead casing, after which the well is drilled to its full depth.

Dersom operatøren benytter en første type av produksjonstre, nedenfor omtalt som et "vertikalt" tre, vil han deretter komplettere brønnen ved å perforere den og installere rørsystemet, hvorved rørhengeren lander inne i høytrykks brønnhodehuset. Han vil deretter installere et produksjonstre på toppen av høytrykksbrønnhodehuset. If the operator uses a first type of production tree, referred to below as a "vertical" tree, he will then complete the well by perforating it and installing the pipe system, whereby the pipe hanger lands inside the high-pressure wellhead housing. He will then install a production tree on top of the high-pressure wellhead casing.

Alternativt kan operatøren lande et rørhode eller en spole på høytrykksbrønnhodehuset før brønnen bores til sin totale dybde, og forbinde BOP- enheten med rørspolen. Operatøren vil da komplettere boringen gjennom rørspolen og komplettere brønnen ved å installere rør hengeren i rørspolen. Det vertikale treet vil da landes på rørspolen. Alternatively, the operator can land a tubing head or spool on the high-pressure wellhead casing before the well is drilled to its total depth, and connect the BOP assembly to the tubing spool. The operator will then complete the drilling through the pipe spool and complete the well by installing the pipe hanger in the pipe spool. The vertical tree will then land on the tube spool.

Dersom operatøren går over til en annen tre-type, kalt et "horisontalt"- eller spole-tre, vil han typisk installere treet på et brønnhodehus, og deretter komplettere brønnen og lande en rørhenger inne i treet. If the operator switches to another tree type, called a "horizontal" or spool tree, he will typically install the tree on a wellhead housing, then complete the well and land a pipe hanger inside the tree.

En ytterligere teknikk involverer landing av et horisontalt tre på høytrykksbrønnhodehuset før plassering av borestigerøret og BOP-enheten for å bore brønnen ned til total dybde. Med denne teknikken blir den første og den andre del av brønnen boret og minst den første strengen med foringsrør installert uten bruk av en BOP-enhet. Det horisontale treet lander på toppen av høytrykksbrønnhodehuset, og borestigerøret blir koplet til den øvre ende av det horisontale treet. Borestigerøret kan være forsynt med en undervanns BOP-enhet, eller den kan være av en høytrykks-type med en BOP-enhet ved overflaten, lokalisert på borfartøyet. Operatøren borer gjennom treet til total dybde og fører ned foringsrøret gjennom BOP-enheten og borestigerøret. Operatøren installerer rørhengeren i det horisontale treet. A further technique involves landing a horizontal tree on the high-pressure wellhead casing before placing the drill riser and BOP unit to drill the well down to total depth. With this technique, the first and second sections of the well are drilled and at least the first string of casing is installed without the use of a BOP unit. The horizontal tree lands on top of the high-pressure wellhead casing, and the drill riser is connected to the upper end of the horizontal tree. The drill riser may be fitted with a subsea BOP unit, or it may be of a high-pressure type with a BOP unit at the surface, located on the drilling vessel. The operator drills through the tree to total depth and runs the casing down through the BOP unit and drill riser. The operator installs the pipe hanger in the horizontal tree.

Både en rørspole og et horisontalt tre har én eller flere porter som fører fra utboringen til utsiden. Disse portene kan inkludere en rørformet ringport som kommuniserer med ringformede åpninger som omgir rørstrengen. Det foreligger også porter for tilførsel av hydraulisk fluid-trykk til tilsvarende porter i rørhengeren for en sikkerhetsventil nede i hullet. Det kan også være porter for elektriske liner for sensorer nede i hullet. Et horisontalt tre har også en utstrømningsport for produksjonsstrømmen og denne fører fra utboringen, men en rørspole vil ikke ha en utløpsport for produksjonsstrømmen. Both a tube coil and a horizontal tree have one or more ports leading from the bore to the outside. These ports may include a tubular ring port that communicates with annular openings surrounding the tubing string. There are also ports for supplying hydraulic fluid pressure to corresponding ports in the pipe hanger for a safety valve down the hole. There may also be ports for electrical lines for sensors down the hole. A horizontal tree also has an outlet port for the production stream and this leads from the borehole, but a coil of tubing will not have an outlet port for the production stream.

En slitasjeforing kan være tilpasset inne i utboringen i et horisontalt tre eller en rørspole allerede ved overflaten for å beskytte de forseglende overflater inne i utboringen under påfølgende boring. Slitasjeforingen er en rørformet hylse som vil dekke alle portene som fører inn i utboringen samt alle tettende overflater i utboringen. Vanligvis blir slitasjeforingen festet på forseglende måte mot treutboringen, ovenfor og nedenfor portene, for derved å hindre inntrengning av slam og partikler i portene. A wear liner may be fitted inside the bore in a horizontal tree or pipe spool already at the surface to protect the sealing surfaces inside the bore during subsequent drilling. The wear liner is a tubular sleeve that will cover all ports leading into the bore as well as all sealing surfaces in the bore. Usually, the wear liner is fixed in a sealing manner against the wooden bore, above and below the gates, thereby preventing the ingress of mud and particles into the gates.

Industriell praksis fordrer at ventilene som fører til de forskjellige portene blir testet etter at treet eller rørspolen er blitt installert på høytrykksbrønnhodehuset. Normalt vil enhver port ha en testpassasje med liten diameter som fører inn i denne for tilførsel av hydraulisk fluidtrykk til porten mellom ventilen og slitasjeforingen. Testtrykket utøver en innover rettet kraft på slitasjeforingen. Industry practice requires that the valves leading to the various ports be tested after the tree or tubing spool has been installed on the high pressure wellhead housing. Normally, any port will have a small diameter test passage leading into it to supply hydraulic fluid pressure to the port between the valve and the wear liner. The test pressure exerts an inwardly directed force on the wear liner.

Med et rørformet element benyttet for gjennomboring, slik som et horisontalt tre eller en rørspole, vil slitasjeforingen være ganske tynn og dermed opprettholde en utboringsdiameter med full diameter for passasje av foringsrør, foringsrørhengere, borkroner o. I. Testtrykket kan føre til dannelse av bulker eller ujevnheter eventuelt full kollaps av slitasjeforingen. US patentskrift 6,966,381 viser hvordan en testforing kan anbringes inne i slitasjeforingen for å hindre kollaps av denne under trykktestingen av portventilene, hvoretter testforingen kan gjenvinnes før boringen starter. With a tubular element used for piercing, such as a horizontal tree or a coil of tubing, the wear liner will be quite thin and thus maintain a full-diameter bore diameter for the passage of casing, casing hangers, drill bits, etc. The test pressure may result in the formation of dents or unevenness or complete collapse of the wear lining. US Patent 6,966,381 shows how a test liner can be placed inside the wear liner to prevent its collapse during the pressure testing of the gate valves, after which the test liner can be recovered before drilling begins.

En annen testprosedyre som er nødvendig, er testing av BOP-enheten etter at den er landet og før boringen finner sted. En BOP-enhet har flere lukkeanordninger eller elementer som vil slutte seg omkring det fluidførende rør og samtidig stenge hele utboringen. Dessuten vil strupe- og kvele-liner strekke seg langs stigerøret fra et punkt ved overflaten til et punkt som befinner seg under ett eller flere av lukkeanordningene til BOP-enheten. En måte for testing av BOP-enheten er å senke ned et testverktøy på en streng av borerør, gjennom BOP-enheten. Testverktøyet har et pakningselement som forsegler og tetter mot utboringen i det rørformede element som BOP-enheten er festet på. Another testing procedure that is required is testing the BOP unit after it is landed and before drilling takes place. A BOP unit has several closing devices or elements that will close around the fluid-carrying pipe and at the same time close the entire borehole. Also, choke and choke lines will extend along the riser from a point at the surface to a point below one or more of the closure devices of the BOP unit. One way of testing the BOP unit is to lower a test tool on a string of drill pipe, through the BOP unit. The test tool has a gasket element that seals and seals against the bore in the tubular element to which the BOP unit is attached.

Operatøren lukker ett av lukningselementene omkring borerøret og tilfører fluidtrykk gennom én av strupe- og kvele-linene til det forseglede kammer som avgrenses av lukningselementet og pakningselementet. Dersom en slik test er vellykket, blir testverktøyet hentet tilbake og borestrengen kan tilbakeføres igjen, sammen med en borkrone. The operator closes one of the closure elements around the drill pipe and supplies fluid pressure through one of the choke and choke lines to the sealed chamber defined by the closure element and the packing element. If such a test is successful, the test tool is retrieved and the drill string can be returned again, together with a drill bit.

US patentpublikasjon 2004/0200614 Al beskriver en framgangsmåte for trykktesting av en undervanns brønnhodemontasje med et rørformet element (14) med en utboring (12) og minst en port (59, 63) som rager ut fra utboringen til det utvendige av det rørformede elementet. US patent publication 2004/0200614 Al describes a method for pressure testing an underwater wellhead assembly with a tubular element (14) with a bore (12) and at least one port (59, 63) which projects from the bore to the outside of the tubular element.

US patentskrift 4,559,809 A beskriver en alternativ anordning og framgangsmåte for trykktesting av en undervanns brønnhodemontasje med et rørformet element med en utboring og minst en port som rager ut fra utboringen til det utvendige av det rørformede elementet. US Patent 4,559,809 A describes an alternative device and method for pressure testing an underwater wellhead assembly with a tubular element with a bore and at least one port projecting from the bore to the outside of the tubular element.

Oppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention

Oppfinnelsens oppgave løses med en framgangsmåte for trykktesting av en undervanns brønnhodemontasje ifølge den karakteriserende del av patentkrav 1 og en anordning for gjennomføring av trykktesting ifølge den karakteriserende del av patentkrav 13. Ytterligere fordelaktige trekk framgår av de respektive uselvstendige patentkravene. The task of the invention is solved with a method for pressure testing an underwater wellhead assembly according to the characterizing part of patent claim 1 and a device for carrying out pressure testing according to the characterizing part of patent claim 13. Further advantageous features appear from the respective non-independent patent claims.

Ved denne oppfinnelsen blir et verktøy senket ned i treet eller rørspolen. Verktøyet har et øvre støtteelement ved sin ene ende, en stamme som strekker seg nedover fra støtteelementet, samt et reagerende element på stammen. Det reagerende element er lokalisert inne i slitasjeforingen og samvirker med en indre diameter på denne. Deretter tilføres trykket til porten, som virker fra utsiden mot slitasjeforingen, men møter motstand fra det reagerende element. With this invention, a tool is sunk into the tree or pipe coil. The tool has an upper support member at one end thereof, a stem extending downwardly from the support member, and a responsive member on the stem. The reacting element is located inside the wear liner and cooperates with an inner diameter of this. Pressure is then applied to the port, which acts from the outside against the wear liner, but meets resistance from the reacting element.

Ved en utførelse vil verktøyet tjene som et løpende verktøy for treet. Ved andre utførelser vil verktøyet også virke som et testverktøy for BOP-enheten. I det tilfellet har det øvre understøttende element av verktøyet en forsegling som tetter mot utboringen i treet eller rørspolen. Verktøyet er anbrakt på en streng av borerør og BOP-enheten er lukket omkring borerøret, slik at resultatet blir et kammer mellom verktøyets støtteelement og BOP-enheten. Operatøren tilfører fluidtrykk til dette kammeret for testing av BOP-enheten. Ventilportene i treet eller rørspolen kan testes under samme operasjon. In one embodiment, the tool will serve as a running tool for the tree. In other designs, the tool will also act as a test tool for the BOP unit. In that case, the upper supporting element of the tool has a seal that seals against the bore in the wood or pipe coil. The tool is placed on a string of drill pipe and the BOP unit is closed around the drill pipe, so that the result is a chamber between the tool's support element and the BOP unit. The operator applies fluid pressure to this chamber for testing the BOP unit. The valve ports in the tree or pipe spool can be tested during the same operation.

Det reagerende element kan være av ulike slag, avhengig av om det inngår i et testverktøy for en BOP-enhet eller i et løpende verktøy i et tre. Det reagerende element kan være et stivt element med en ytre diameter hovedsakelig lik den indre diameter til slitasjeforingen. Det reagerende element kan f eks omfatte flere vertikale plater som strekker seg radielt ut fra stammen. The reacting element can be of different types, depending on whether it is included in a test tool for a BOP unit or in a running tool in a tree. The responsive member may be a rigid member with an outer diameter substantially equal to the inner diameter of the wear liner. The reacting element can, for example, comprise several vertical plates that extend radially from the stem.

Ved en annen utførelse kan det reagerende element tette på forseglende måte mot den indre diameter i slitasjeforingen. Støtteelementet tetter mot utboringen i treet og avgrenser et forseglet kammer mellom støtteelementet og det reagerende element. Operatøren kan føre fluidtrykket til kammeret for å utøve en utoverrettet kraft på slitasjeforingen for å motstå den innover rettede kraft som utøves av testtrykket. Ved en ytterligere utførelse kan det reagerende element omfatte en oppblåsbar blære som utvides radielt ved å pumpe fluidtrykk gjennom stammen. In another embodiment, the responsive element can seal in a sealing manner against the inner diameter of the wear liner. The support element seals against the bore in the wood and defines a sealed chamber between the support element and the reacting element. The operator can apply the fluid pressure to the chamber to exert an outward force on the wear liner to resist the inward force exerted by the test pressure. In a further embodiment, the responsive element may comprise an inflatable bladder which expands radially by pumping fluid pressure through the stem.

Når det er innbefattet i et testverktøy for en BOP-enhet, kan verktøyet betjenes påny for atter en gang å teste ventilene etter at boringen er komplettert og før rørhengeren betjenes. Verktøyet kan omfatte et gripeorgan innrettet til å fatte om slitasjeforingen. I en slik utførelse, kan gjenvinningen av verktøyet også føre til gjenvinning av slitasjeforingen. When included in a test tool for a BOP unit, the tool can be re-operated to once again test the valves after the bore is completed and before the pipe hanger is operated. The tool may comprise a gripping member adapted to grip the wear liner. In such an embodiment, the recycling of the tool can also lead to the recycling of the wear liner.

Kort beskrivelse av tegningene Brief description of the drawings

Figur 1 viser et lengdesnitt som illustrerer en første utførelse av anordningen eller verktøyet i overensstemmelse med denne oppfinnelsen, idet verktøyet er et løpende verktøy for treet samtidig som det motstår krefter fra testtrykket som påføres utenifra mot slitasjeforingen. Figur 2 viser, også som et del-lengdesnitt, en andre utførelse av oppfinnelsen i form av et verktøy også i henhold til oppfinnelsen. Verktøyet utgjøres her av et testverktøy for en BOP-enhet og motstår samtidig kreftene fra testtrykket som virker utvendig mot slitasjeforingen. Figur 3 viser i forstørret målestokk et snitt gjennom en alternativ utførelse av den lavere beliggende del av verktøyet i henhold til figur 2. Figur 4 viser et lengdesnitt gjennom en annen utførelse av et verktøy ifølge foreliggende oppfinnelse, idet verktøyet er et testverktøy for en BOP-enhet samtidig som det motstår kreftene fra testtrykket som angriper slitasjeforingen fra utsiden. Figure 1 shows a longitudinal section illustrating a first embodiment of the device or tool in accordance with this invention, the tool being a running tool for the tree while at the same time resisting forces from the test pressure applied from the outside against the wear lining. Figure 2 shows, also as a partial longitudinal section, a second embodiment of the invention in the form of a tool also according to the invention. The tool here consists of a test tool for a BOP unit and at the same time resists the forces from the test pressure that acts externally against the wear liner. Figure 3 shows on an enlarged scale a section through an alternative embodiment of the lower part of the tool according to Figure 2. Figure 4 shows a longitudinal section through another embodiment of a tool according to the present invention, the tool being a test tool for a BOP unit while resisting the forces of the test pressure attacking the wear liner from the outside.

Figur 5 viser i forstørret målestokk den nedre del av verktøyet i henhold til figur 4. Figure 5 shows on an enlarged scale the lower part of the tool according to Figure 4.

Figur 6 viser et lengdesnitt gjennom en ytterligere utførelse av et verktøy konstruert i henhold til foreliggende oppfinnelse, og hvor verktøyet er et testverktøy for en BOP og samtidig motstår påkjenningene som fra utsiden påføres slitasjeforingen av testtrykkets krefter. Figure 6 shows a longitudinal section through a further embodiment of a tool constructed according to the present invention, and where the tool is a test tool for a BOP and at the same time resists the stresses that are applied to the wear liner from the outside by the forces of the test pressure.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen Detailed description of the invention

Under henvisning til figur 1, vises en del av en undervanns brønnhodemontasje som omfatter et høytrykksbrønnhodehus 11. Høytrykksbrønnhodehuset 11 lander inne i et lavtrykksbrønnhodehus (ikke vist på fig.) og har en streng med foringsrør som strekker seg inn i brønnen til en valgt dybde. I dette eksempel er det vist en foringshenger 13, som kan være forbundet med en annen streng med foringsrør som vil gå videre ned til et dypere punkt i brønnen. I det viste eksempel ble brønnen boret og foringshengeren 13 sammen med sin streng av foringsrør (ikke vist), ble sementert fast nede i brønnen, alt sammen uten bruk av et borestigerør. Imidlertid vil, i enkelte tilfelle, intet foringsrør bli installert inne i høytrykksbrønnhodehuset 11 før etter at borestigerøret er benyttet. Referring to Figure 1, a portion of a subsea wellhead assembly is shown which includes a high pressure wellhead housing 11. The high pressure wellhead housing 11 lands inside a low pressure wellhead housing (not shown in the figure) and has a string of casing extending into the well to a selected depth. In this example, a casing hanger 13 is shown, which can be connected to another string of casing that will continue down to a deeper point in the well. In the example shown, the well was drilled and the casing hanger 13 together with its string of casing (not shown) was firmly cemented down the well, all without the use of a drill riser. However, in some cases, no casing will be installed inside the high-pressure wellhead housing 11 until after the drill riser has been used.

For å fortsette boringen, vil operatøren innstallere et rørelement for gjennomboring på brønnhodehuset 11, og forbinde et borstigerør til det rørformede element. I denne utførelse omfatter det rørformede element for gjennomboring, et horisontalt tre 15, men det kan eventuelt omfatte en rørspole i stedet. Treet 15 har en brønnhodekonnektor 17 ved sin nedre ende som er konvensjonelt utformet, og har klemmer 19 som blir påvirket til samvirke med en ytre profil på brønnhodehuset 11. I det forekommende eksempel har treet 15 en orienteringsstrømpe 21 som strekker seg nedover derfra slik at den kan gli inn i utboringen til brønnhodehuset 11 over foringshengeren 13. Orienteringsstrømpen 21 har en spiralformet rille 23 som deretter samvirker med en nøkkel (ikke vist) på en rørhengerenhet (ikke vist), for å orientere rørhengeren i relasjon til selve treet 15. To continue drilling, the operator will install a pipe element for drilling through on the wellhead housing 11, and connect a brush riser to the tubular element. In this embodiment, the tubular element for piercing comprises a horizontal tree 15, but it may optionally comprise a tube coil instead. The tree 15 has a wellhead connector 17 at its lower end which is conventionally designed, and has clamps 19 which are influenced to cooperate with an outer profile of the wellhead housing 11. In the existing example, the tree 15 has an orientation stocking 21 which extends downwards therefrom so that it can slide into the bore of the wellhead housing 11 above the casing hanger 13. The orientation stock 21 has a helical groove 23 which then cooperates with a key (not shown) on a pipe hanger unit (not shown) to orient the pipe hanger in relation to the tree 15 itself.

Treet 15 har en aksiel utboring 25 som er større ved sin øvre ende og mindre ved nedre ende av treet 15, dog slik at den minste innvendige diameterdel er nær den samme som den indre diameter til foringshengeren 13. Et produksjonsutløp 27 strekker seg fra utsiden av treet 15 til utboringen 25. En produksjonsventil 29 styrer brønnfluidet som strømmer ut av produksjonspassasjen 27. En nedre rørformet ring 31 strekker seg fra boringen 25 til utsiden av treet 15. Den nedre rørformede ring 31 kommuniserer med et ringformet rom som omslutter røret (ikke vist) med sin ytterflate, og har en ventil 33. I dette eksempel rager en øvre, ringformet passasje 35 mellom utboringen 25 nær den øvre ende av utboringen 25 til utsiden. En ventil 37 inne i den øvre rørformede passasje 35, styrer fluidstrømmen til den øvre ringrørformede passasje The tree 15 has an axial bore 25 which is larger at its upper end and smaller at the lower end of the tree 15, however such that the smallest internal diameter portion is close to the same as the internal diameter of the casing hanger 13. A production outlet 27 extends from the outside of the tree 15 to the bore 25. A production valve 29 controls the well fluid flowing out of the production passage 27. A lower tubular ring 31 extends from the bore 25 to the outside of the tree 15. The lower tubular ring 31 communicates with an annular space that encloses the pipe (not shown ) with its outer surface, and has a valve 33. In this example, an upper, annular passage 35 projects between the bore 25 near the upper end of the bore 25 to the outside. A valve 37 inside the upper tubular passage 35 controls fluid flow to the upper annular tubular passage

35. I tillegg vil det, skjønt dette ikke er vist, det være tilrettelagt porter for tilførsel av hydraulisk fluidtrykk til porter i rørhengeren for leveranser via linjer til en sikkerhetsventil nede i hullet. Et tre 15 kan også ha en eller flere porter for elektriske ledninger som fører fra utsiden inn i utboringen 25 for tilkobling av temperatur- og trykksensorer, samt eventuelt styring av en neddykkbar, elektrisk pumpe. 35. In addition, although this is not shown, there will be ports for the supply of hydraulic fluid pressure to ports in the pipe hanger for deliveries via lines to a safety valve down the hole. A tree 15 can also have one or more ports for electrical cables leading from the outside into the bore 25 for connecting temperature and pressure sensors, as well as possibly controlling a submersible electric pump.

Ved noen anvendelser kan en rørspole bli brukt i stedet for et horisontalt tre 15. En rørspole vil ligne på treet 15, men den vil ikke ha noen produksjonspassasje 27. En rørspole vil ha en skulder hvorpå en rørhenger kan lande, og den vil også ha porter for hydraulisk fluid og eventuelt også for elektriske liner. In some applications, a pipe spool may be used in place of a horizontal tree 15. A pipe spool will be similar to the tree 15, but it will have no production passage 27. A pipe spool will have a shoulder on which a pipe hanger can land, and it will also have ports for hydraulic fluid and possibly also for electric lines.

Før treet 15 senkes ned i vannet, blir en slitasjeforing 39 installert inne i utboringen 25. Slitasjeforingen 39 har form av en hylse som gir beskyttelse av utboringen 25 mot ødeleggelse under boreoperasjonen. Slitasjeforingen 39 dekker over alle portene eller passasjene som er nevnt, innbefattet produksjonens utløpsspassasje 27, samt rørets ringformede passasjer 31 og 35. Slitasjeforingen 39 har fortrinnsvis en øvre skulder 41 som lander på en samvirkende skulder inne i utboringen 25. Slitasjeforingen 39 har dessuten fortrinnsvis en øvre forsegling 43 som befinner seg ovenfor det punktet hvor den øvre, ringformede passasje 35 entrer utboringen 25. En nedre forsegling 45 befinner seg under det punktet hvor den nedre, rør-ring 31 skjærer gjennom utboringen 25. I dette eksempelet er den nedre forsegling 45 plassert ved den indre diameter til orienteringsstrømpen 21, som kan betraktes som en del av treet 15. Slitasjeforingen 39 strekker seg til den nedre ende av orienteringsstrømpen 21 og dekker fortrinnsvis over den sprialformede rillen 23. Before the tree 15 is lowered into the water, a wear liner 39 is installed inside the bore 25. The wear liner 39 has the form of a sleeve which provides protection for the bore 25 against destruction during the drilling operation. The wear liner 39 covers all the ports or passages mentioned, including the production outlet passage 27, as well as the tube's annular passages 31 and 35. The wear liner 39 preferably has an upper shoulder 41 which lands on a cooperating shoulder inside the bore 25. The wear liner 39 also preferably has a upper seal 43 which is located above the point where the upper annular passage 35 enters the bore 25. A lower seal 45 is located below the point where the lower tubular ring 31 cuts through the bore 25. In this example, the lower seal 45 located at the inner diameter of the orientation stock 21, which can be considered as part of the tree 15. The wear liner 39 extends to the lower end of the orientation stock 21 and preferably covers the spiral groove 23.

Både den indre og den ytre diameter til slitasjeforingen 39 kan variere som antydet. Den øvre del av den indre diameter er større enn den nedre del i det viste eksempel, og avgrenser en oppover vendende flate ved en avsmalnende skulder 46. Den innvendige diameter til den nedre del av slitasjeforingen 39 er lik eller større enn den minste indre diameter til den nedre del av en hvilken som helst rørformet struktur som befinner seg lengre ned, slik som den indre diameter av foringsrøret som er festet til foringshengeren 13. Den ytre diameter til den øvre delen av slitasjeforingen 39 er også større enn den ytre diameter til den nedre del, og tykkelsen til den øvre del er større. Both the inner and the outer diameter of the wear liner 39 can vary as indicated. The upper portion of the inner diameter is larger than the lower portion in the example shown, and defines an upward facing surface at a tapered shoulder 46. The inner diameter of the lower portion of the wear liner 39 is equal to or greater than the smallest inner diameter of the lower part of any tubular structure located further down, such as the inner diameter of the casing attached to the casing hanger 13. The outer diameter of the upper part of the wear liner 39 is also larger than the outer diameter of the lower part, and the thickness of the upper part is greater.

Etter at treet 15 er landet, kan trykket av testfluidet tilføres hver port eller passasje 27, 31, 35 og de øvrige som er nevnt, men ikke vist. Dette trykket utøver en radielt innoverrettet kraft på slitasjeforingen 39, og søker derved mot å få den til å kollapse. After the tree 15 has been landed, the pressure of the test fluid can be applied to each port or passage 27, 31, 35 and the others mentioned, but not shown. This pressure exerts a radially inward force on the wear liner 39, and thereby tends to cause it to collapse.

Ved utførelsen i henhold til figur 1, foreligger et verktøy 47 med trekk som forhindrer at kollaps som ellers ville kunne forekomme, opptrer. Ved denne utførelse har verktøyet 47 en konnektor 49 som forbinder verktøyet 47 med utboringen 25 for drift av treet 15. Konnektoren 49 kan være av en konvensjonell type og har i så fall et låseelement 51 som tvinges utover til engasjement med en profil 53 forsynt med riller, tildannet i utboringen 25. En stamme eller mandrell 55 strekker seg gjennom konnektoren 49. I dette eksempelet har stammen 55 og konnektoren 49 tilpassede gjenger, slik at rotasjon av stammen 55 i én retning presser låseelementet 51 utover, mens dreining i motsatt retning tillater at låseelementet 51 kan kollapse innover. Denne forbindelsen kan alternativt aktiviseres av et hydraulisk trykk som tilføres via et fjernstyrt fartøy (ROV) eller ved hjelp av en umbilical-linje (eller flerfunksjons forbindelse) som fører til overflaten. Stammen 55 har en øvre, gjenget ende 57 som er knyttet til en borestreng for å dreie stammen 55. Stammen 55 er forsynt med en aksiell passasje 59 som strekker seg gjennom den i hele sin lengde, i dette eksempelet. In the embodiment according to Figure 1, there is a tool 47 with features that prevent collapse that could otherwise occur from occurring. In this embodiment, the tool 47 has a connector 49 which connects the tool 47 with the bore 25 for operation of the tree 15. The connector 49 can be of a conventional type and in that case has a locking element 51 which is forced outwards into engagement with a profile 53 provided with grooves . the locking element 51 can collapse inwards. This connection can alternatively be activated by a hydraulic pressure supplied via a remotely operated vehicle (ROV) or by means of an umbilical line (or multifunction connection) leading to the surface. The stem 55 has an upper, threaded end 57 which is connected to a drill string to rotate the stem 55. The stem 55 is provided with an axial passage 59 extending through it for its entire length, in this example.

Et reaksjonselement 61 er festet til stammen 55 for samvirke med den indre diameter av i det minste en del av slitasjeforingen 39. Reaksjonselementet 61 er vist idet det samvirker med en nedre og tynnere del av slitasjeforingen 39, men denne posisjonen kan variere. Reaksjonselementet 61 kan være formet på flere ulike måter, men er stivt i utførelsen vist på figur 1. Det består fortrinnsvis av flere radielt utragende plater eller blader, men det kan også være kompakt, da det ikke nødvendigvis må strømme fluid gjennom ringrommet som omgir stammen A reaction member 61 is attached to the stem 55 for engagement with the inner diameter of at least a portion of the wear liner 39. The reaction member 61 is shown as engaging a lower and thinner portion of the wear liner 39, but this position may vary. The reaction element 61 can be shaped in several different ways, but is rigid in the design shown in Figure 1. It preferably consists of several radially projecting plates or blades, but it can also be compact, as fluid does not necessarily have to flow through the annulus surrounding the stem

55 i dette eksempelet. 55 in this example.

Ved fremgangsmåten i figur 1, blir verktøyet 47 sammenkoblet med treet 15 ved overflaten, ved hjelp av dets konnektor 49. Operatøren senker treet 15 ned fra overflaten og ned på brønnhodehuset 11, typisk ved å forbinde det med en streng av borerør til verktøyet 47. Operatøren betjener brønnhodekonnektoren 17 på en konvensjonell måte. Operatøren gjennomfører flere forbindelser til portene og passasjene på treet 15, og tilfører trykket fra testfluidet til de ulike porter for å teste de ulike ventilene 29, 33 og 37. Operatøren tester deretter ventilene på en konvensjonell måte. Trykket av testfluidet kommuniserer med og virker på den ytre diameter av slitasjeforing 39, mellom de øvre og nedre forseglinger 43, 45. Ventilene 29, 33 og 37, samt ventilene for forekommende andre porter vil dermed bli lukket, og dermed vil det bli mulig for operatøren å bestemme hvorvidt trykket holder. Den radielle innoverrettede kraft som skyldes testtrykket, motvirkes av det stive reaksjonselementet 61. På grunn av den større ytre diameter for den øvre del av slitasjeforingen 39, vil det virke en oppoverrettet kraftkomponent på grunn av det utvendige test-trykk. Samvirket mellom låseelementet 51 og profilen i utboringen 25 vil motstå denne oppoverrettede kraft. In the method of Figure 1, the tool 47 is connected to the tree 15 at the surface, using its connector 49. The operator lowers the tree 15 from the surface onto the wellhead casing 11, typically by connecting it with a string of drill pipe to the tool 47. The operator operates the wellhead connector 17 in a conventional manner. The operator makes several connections to the ports and passages on the tree 15, and supplies the pressure from the test fluid to the various ports to test the various valves 29, 33 and 37. The operator then tests the valves in a conventional manner. The pressure of the test fluid communicates with and acts on the outer diameter of the wear liner 39, between the upper and lower seals 43, 45. The valves 29, 33 and 37, as well as the valves for other ports occurring will thus be closed, and thus it will be possible for the operator to determine whether the pressure holds. The radial inward force due to the test pressure is counteracted by the rigid reaction element 61. Due to the larger outer diameter of the upper part of the wear liner 39, an upward force component due to the external test pressure will act. The interaction between the locking element 51 and the profile in the bore 25 will resist this upward force.

Etter at testingen er gjennomført, dreier operatøren stammen 55 i motsatt retning for dermed å tillate at låseelementet 51 trekkes tilbake, eller frigjør grenseflaten hydraulisk dersom verktøyet 47 blir påvirket hydraulisk. Operatøren trekker verktøyet 47 løs fra slitasjeforingen 39 og opp til overflaten. Operatøren forbinder deretter et borestigerør til treet 15, og påbegynner videre boring av brønnen. After the testing has been completed, the operator turns the stem 55 in the opposite direction to thereby allow the locking element 51 to be retracted, or releases the interface hydraulically if the tool 47 is hydraulically affected. The operator pulls the tool 47 loose from the wear liner 39 and up to the surface. The operator then connects a drill riser to the tree 15, and begins further drilling of the well.

For utførelsen i figur 2, er de samme henvisningstall benyttet for treet 15. En BOP-enhet 62 ("BOP") er vist skjematisk, tilkoblet en profil med riller ved den øvre ende av treet 15. BOP 62 er en konvensjonell enhet plassert ved den nedre ende av et borestigerør og utgjør en del av dette. BOP 62 har flere elementer 64 som benyttes for avstengning av fluidstrømmen. Enkelte av elementene 64 er størrelse-tilpasset for lukking rundt rør med ulike diametre, mens andre er beregnet for lukking omkring den fullstendige utboring for rør av vilkårlig diameter. BOP 62 har også flere strupe- og kvele-linjer 66 som strekker seg langs stigerøret og ankommer inne i BOP-enheten 62 ved ulike steder mellom BOP-elementene 64 og mellom det nederste BOP-element 64 og selve treet 15. For the embodiment in Figure 2, the same reference numerals are used for the tree 15. A BOP unit 62 ("BOP") is shown schematically, connected to a grooved profile at the upper end of the tree 15. The BOP 62 is a conventional unit located at the lower end of a drill riser and forms part of it. The BOP 62 has several elements 64 which are used to shut off the fluid flow. Some of the elements 64 are size-adjusted for closing around pipes of different diameters, while others are intended for closing around the complete bore for pipes of any diameter. The BOP 62 also has several choke and choke lines 66 that extend along the riser and arrive inside the BOP unit 62 at various locations between the BOP members 64 and between the bottom BOP member 64 and the tree 15 itself.

I eksempelet vist i figur 2, avviker verktøyet 63 fra verktøyet 64 i figur 1 ved at det ikke benyttes til å betjene treet 15. I stedet senkes verktøyet 63 gjennom borestigerøret og BOP-enhet 62 for å teste BOP-enheten og ventilene på treet 15. Verktøyet 63 har et understøttelseselement 65 med et låseelement 67, normalt i form av en oppsplittet ring som selektivt kan beveges radielt fra en tilbaketrukket posisjon utover til inngrep med profilen i utboringen 25. Understøttelseselementet 65 lander på kanten 41 av slitasjeforingen 39 i dette eksempelet. Verktøyet 63 har en utboringstetning 69 som typisk er av en elastomer og tetter mot treets utboring 25, når den blir energisert. En stamme 71 strekker seg gjennom konnektoren 65 og har en øvre ende som er forbundet med en streng av ledningsrør, slik som borerør 72. En J-formet spalte-og-pinne kobling (ikke vist) i det understøttende element 65, tilbakeholder verktøyet 63 i en driftsposisjon med låseelementet 67 tilbaketrukket og med forseglingen u-energisert. Rotering av stammen 71 i én retning frikobler den J-formede spalten og stiften, og frigjør dermed stammen 71 så den kan beveges nedover i forhold til understøttelseselementet 65. Slik nedoverrettet bevegelse gjør at låseelementet 67 beveger seg utover til engasjement med profilen i utboringen 25, og skyver dessuten nedover på pakningen 69, slik at denne deformeres til tettende inngrep med utboringen 25. In the example shown in Figure 2, the tool 63 differs from the tool 64 in Figure 1 in that it is not used to operate the tree 15. Instead, the tool 63 is lowered through the drill riser and BOP unit 62 to test the BOP unit and valves on the tree 15 The tool 63 has a support element 65 with a locking element 67, normally in the form of a split ring which can be selectively moved radially from a retracted position outwards to engage with the profile in the bore 25. The support element 65 lands on the edge 41 of the wear liner 39 in this example. The tool 63 has a bore seal 69 which is typically made of an elastomer and seals against the wood's bore 25 when it is energized. A stem 71 extends through the connector 65 and has an upper end connected to a string of conduit, such as drill pipe 72. A J-shaped slot-and-pin coupling (not shown) in the support member 65 retains the tool 63 in an operating position with the locking member 67 retracted and with the seal de-energized. Rotation of the stem 71 in one direction disengages the J-shaped slot and the pin, thereby freeing the stem 71 so that it can be moved downwards relative to the support member 65. Such downward movement causes the locking member 67 to move outwards into engagement with the profile in the bore 25, and also pushes downwards on the gasket 69, so that this is deformed into sealing engagement with the bore 25.

Et reagerende element 73 er montert ved en nedre del av stammen 55, for inngrep med den indre diameter av slitasjeforingen 39. Ved denne utførelsen er det reagerende element 73 ringformet og har pakninger 75 ved sin ytre overflate for tetting mot den indre overflate av slitasjeforingen 39. Pakningen 75 kan eventuelt være sammentrukket eller avspent inne i den ytre diameter av det reagerende element 73. Portene 76 fører til bunnen av rillene som rommer tetningene 75 for tilførsel av fluidtrykk, for å presse pakningene 75 utover til tettende kontakt med slitasjeforingen 39 ved det egnede tidspunkt. A responsive member 73 is mounted at a lower portion of the stem 55, for engagement with the inner diameter of the wear liner 39. In this embodiment, the responsive member 73 is annular and has gaskets 75 at its outer surface for sealing against the inner surface of the wear liner 39 The gasket 75 may optionally be contracted or relaxed within the outer diameter of the responsive element 73. The ports 76 lead to the bottom of the grooves which accommodate the seals 75 for the supply of fluid pressure, to press the gaskets 75 outwards into sealing contact with the wear liner 39 at the suitable times.

Det ringformede hulrommet som omgir stammen 71 mellom den øvre pakning 69 (fig. 2) og det reagerende elements pakning 75, omfatter et forseglet kammer 77. Det understøttende element 65 (fig. 2) og forseglingen 69 tjener som en øvre pakning, mens det reagerende element 73 og pakningen 75 tjener som en nedre pakning. Stammen 71 har en aksiell passasje 79 som strekker seg nedover. Passasjen 79 er lukket ved sin nedre ende og har et eller flere utløp 81 som fører fra passasjen 79 til kammeret 77. Fortrinnsvis har hvert utløp 81 en trykk-utløsningsventil 83 som tillater strøm fra stammens passasje 79 til kammeret 77 bare når et forutbestemt trykk er oppnådd. Forseglings-energiserende porter 76 kommuniserer direkte med stammepassasjen 79. The annular cavity surrounding the stem 71 between the upper packing 69 (Fig. 2) and the reacting element packing 75 comprises a sealed chamber 77. The supporting member 65 (Fig. 2) and the seal 69 serve as an upper packing, while the responsive element 73 and the gasket 75 serves as a lower gasket. The stem 71 has an axial passage 79 extending downwardly. The passage 79 is closed at its lower end and has one or more outlets 81 leading from the passage 79 to the chamber 77. Preferably, each outlet 81 has a pressure release valve 83 which allows flow from the trunk passage 79 to the chamber 77 only when a predetermined pressure is achieved. Seal-energizing ports 76 communicate directly with trunk passage 79.

Ved utførelse av utførelsen i figur 2, blir treet 15 drevet og installert på konvensjonell måte og med et konvensjonelt driftsverktøy. Deretter blir det løpende verktøy gjenvunnet og stigerøret samt BOP-enheten 62 festet. Operatøren senker deretter verktøyet 63 gjennom stigerøret, BOP-enheten 62 og lander det understøttende element 65 på den øvre skulder 41. Operatøren dreier borerøret 72 for å frigjøre stammen 71 slik at den beveger seg nedover, noe som fører til at låseelement 67 kommer i inngrep med profilen i treets utboring 25. In carrying out the embodiment in Figure 2, the tree 15 is operated and installed in a conventional manner and with a conventional operating tool. The running tool is then recovered and the riser and the BOP unit 62 are attached. The operator then lowers the tool 63 through the riser, the BOP assembly 62 and lands the support member 65 on the upper shoulder 41. The operator rotates the drill pipe 72 to release the stem 71 so that it moves downward, causing the locking member 67 to engage with the profile in the tree's bore 25.

Operatøren bruker verktøyet 63 både til å teste BOP-enhet 62 og til å hindre kollaps av slitasjeforingen 39 under testing av treventilene 29, 33 og 37. BOP-enheten 62 blir testet på konvensjonell måte ved å stenge elementet 64 omkring borerøret 72 og pumper fluid gjennom en av strupe- og kvele-linjene 66 inn i kammeret som avgrenses mellom testforseglingen 69 og BOP-elementet 64. Operatøren kan gjennomføre BOP-testen før eller etter testing av ventilene 29, 33 og 37. The operator uses the tool 63 both to test the BOP assembly 62 and to prevent collapse of the wear liner 39 during testing of the three valves 29, 33 and 37. The BOP assembly 62 is tested in a conventional manner by closing the element 64 around the drill pipe 72 and pumping fluid through one of the throttle and choke lines 66 into the chamber defined between the test seal 69 and the BOP element 64. The operator can perform the BOP test before or after testing the valves 29, 33 and 37.

Dimensjonene til det understøttende element 65 kan velges for å overføre den nedadrettede kraft på forseglingen 69 under testing av BOP-element 62 gjennom låseelementet 67 til treet 15 i stedet for gjennom slitasjeforingens kant 41, eller omvendt. Dessuten kan, dersom slitasjeforingen 39 har tilstrekkelig styrke til å motstå den nedoverrettede kraften under BOP-testingen, og dersom den oppoverrettede kraftkomponent på slitasjeforingen 39 under testing av ventilene på treet 15 ikke er særlig høy, låseelementet 67 bli eliminert. The dimensions of the supporting member 65 may be selected to transmit the downward force on the seal 69 during testing of the BOP member 62 through the locking member 67 to the tree 15 rather than through the wear liner edge 41, or vice versa. Also, if the wear liner 39 has sufficient strength to withstand the downward force during BOP testing, and if the upward force component on the wear liner 39 during testing of the valves on the tree 15 is not very high, the locking element 67 can be eliminated.

For å teste ventilene, pumper operatøren fluid gjennom borerøret 72 og passasjen 79.1 starten vil trykkutløsningsventilene 83 forhindre fluid fra å strømme inn i kammeret 77 inntil tilstrekkelig fluidtrykk er oppnådd gjennom de forseglingsenergiserende portene 76 til å energisere de reagerende elementene 75. Deretter vil fluid strømme ut av trykkutløsningsventilene 83 og trykk-kammer 77. Operatøren tilfører trykk til kammeret 77 til et nivå som enten tilsvarer det ytre testtrykk som påtvinges passasjene 27, 31 og 35, eller danner et trykkdifferensial hvor det ytre testtrykk sterkt overskrider bæreevnen til slitasjeforingen 39 og/eller det ringformede hulrommet mellom den ytre diameter av slitasjeforingen 39 og treutboringen 25. Trykket i kammeret 77 overskrider en ytre kraft som motvirker den innover rettede kraft som forårsakes av testtrykket for å hindre kollaps av slitasjeforingen 39. Den oppover rettede kraftkomponenten på slitasjeforingen 39 som skyldes ventilens testtrykk, motvirkes av påvirkningen av låseelementet 67 med treet 15. To test the valves, the operator pumps fluid through the drill pipe 72 and the passage 79.1 the start, the pressure release valves 83 will prevent fluid from flowing into the chamber 77 until sufficient fluid pressure is obtained through the seal energizing ports 76 to energize the reacting elements 75. Then fluid will flow out of the pressure release valves 83 and pressure chamber 77. The operator applies pressure to the chamber 77 to a level that either corresponds to the external test pressure imposed on the passages 27, 31 and 35, or creates a pressure differential where the external test pressure greatly exceeds the carrying capacity of the wear liner 39 and/or the annular cavity between the outer diameter of the wear liner 39 and the wooden bore 25. The pressure in the chamber 77 exceeds an external force that counteracts the inward force caused by the test pressure to prevent the collapse of the wear liner 39. The upward force component on the wear liner 39 due to the valve's test pressure, opposite kes by the influence of the locking element 67 with the tree 15.

Etter at testingen er fullført, vil operatøren la trykket i stammens passasje 79, "blø-ut", slik at forseglingen 75 tillates å trekke seg tilbake. Så snart den er trukket tilbake, vil trykket inne i kammeret 77 "blø-av" under det reagerende element 73. Operatøren vil da gjenvinne verktøyet 63 og starte boringen gjennom stigerøret, BOP-element 62 og slitasjeforingen 39, på konvensjonell måte. After the testing is complete, the operator will allow the pressure in the stem passage 79 to "bleed out", allowing the seal 75 to retract. Once retracted, the pressure inside the chamber 77 will "bleed off" below the reacting member 73. The operator will then recover the tool 63 and begin drilling through the riser, BOP member 62 and wear liner 39, in the conventional manner.

Etter at boringen er fullført, vil operatøren føre foringen og en foringshenger gjennom stigerøret og BOP-enheten 62 samt slitasjeforingen 39. Operatøren vil deretter komplettere brønnen ved å gjenvinne slitasjeforingen 39 og installere en rørhenger med en streng av rør, slik at rørhengeren lander på en skulder i treutboringen 25, over produksjonspassasjen 27. After drilling is complete, the operator will pass the casing and a casing hanger through the riser and BOP assembly 62 as well as the wear liner 39. The operator will then complete the well by recovering the wear liner 39 and installing a tubing hanger with a string of tubing so that the tubing hanger lands on a shoulder in the wooden bore 25, above the production passage 27.

Selv om verktøyet 63 er vist som en del av et BOP-isolasjons testverktøy, kan det alternativt brukes som et løpende verktøy for treet 15. I det tilfellet vil det understøttende element 65 kunne byttes ut med konnektoren 49 i figur 1, og en forsegling i likhet med forsegling 69 (fig. 2) kan tilføyes. Although the tool 63 is shown as part of a BOP isolation test tool, it could alternatively be used as a running tool for the tree 15. In that case, the support member 65 would be interchangeable with the connector 49 in Figure 1, and a seal in similarity to seal 69 (fig. 2) can be added.

Figur 3 viser en alternativ utførelse av den nedre del av verktøyet 63 når verktøyet 63 er en del av et isolasjonstestverktøy for en BOP. De samme henvisningstall benyttes, bortsett fra den modifiserte komponent, som er angitt med et merket' symbol. Det reagerende element 73' er vist som et element som kan fjernes fra stammen 71. En mutter 80 fester det reagerende element 73' til stammen 71 ved hjelp av et gjenget parti. I fig. 3 har det reagerende element 73' et gripeelement 82 som griper om den indre diameter på slitasjeforingen 39. Gripeelement 82 kan være ett blant mange typer, men er vist som en utoverettet, forspent og splittet ring. Figure 3 shows an alternative embodiment of the lower part of the tool 63 when the tool 63 is part of an insulation test tool for a BOP. The same reference numerals are used, except for the modified component, which is indicated by a marked symbol. The responsive element 73' is shown as an element that can be removed from the stem 71. A nut 80 secures the responsive element 73' to the stem 71 by means of a threaded portion. In fig. 3, the responsive element 73' has a gripping element 82 which grips the inner diameter of the wear liner 39. The gripping element 82 can be one of many types, but is shown as an outwardly aligned, biased and split ring.

Gripeelementet 82 er slik konstruert at det vil gjenvinne slitasjeforingen 39 når verktøyet 63 gjenvinnes. The gripping element 82 is so constructed that it will recover the wear liner 39 when the tool 63 is recovered.

Operatøren vil ikke ønske å gjenvinne slitasjeforingen 39 før treet 15 gjennombores, gjenvinningen skjer heller like før foringshengeren føres gjennom rørhengeren. Normalt vil et konvensjonelt gjenvinningsverktøy benyttes for å gjenvinne slitasjeforingen 39, men dette fordrer en ekstra gjennomkjøring av løpestrengen bare for gjenvinningsformål. Ved å skifte ut det reagerende element 73 (fig. 2) med det reagerende element 73', kan ikke operatøren bare gjenvinne slitasjeforingen 39, men også foreta en fornyet testing av ventilene i treet 15. Verktøyet 63 kjøres gjennom BOP-enheten 62 som tidligere beskrevet og landes på toppen av slitasjeforingen 39 som vist i figur 2. Ved dette tidspunkt kan operatøren velge om han vil gjennomføre en test på BOP-enhet 62, eller ei. Før testtrykket påvirker ventilene, kan operatøren eventuelt føre trykket til kammeret 77 på samme måte som tidligere beskrevet, for å gi en reaksjonskraft mot testtrykket til de ulike portene som 27, 31, 35 og evt øvrige. Etter testing trekker operatøren verktøyet 63 oppover, noe som får slitasjeforingen 39 til å bevege seg oppover, også dette på grunn av samvirke med gripeelement 82. The operator will not want to recover the wear liner 39 before the tree 15 is pierced, rather the recovery takes place just before the liner hanger is passed through the pipe hanger. Normally, a conventional recovery tool would be used to recover the wear liner 39, but this requires an additional run through of the running string just for recovery purposes. By replacing the responsive element 73 (Fig. 2) with the responsive element 73', the operator can not only recover the wear liner 39, but also retest the valves in the tree 15. The tool 63 is run through the BOP unit 62 as before described and lands on top of the wear liner 39 as shown in figure 2. At this point the operator can choose whether he wants to carry out a test on the BOP unit 62 or not. Before the test pressure affects the valves, the operator can optionally lead the pressure to the chamber 77 in the same way as previously described, to provide a reaction force against the test pressure to the various ports such as 27, 31, 35 and possibly others. After testing, the operator pulls the tool 63 upwards, which causes the wear liner 39 to move upwards, also due to interaction with the gripping element 82.

I det viste eksempel blir ikke det reagerende element 73' og gripeelement 82 benyttet under den første testingen straks etter at treet blir landet, som nevnt. Heller enn å tilveiebringe to separate reagerende elementer 73 og 73', kan et gripeelement (ikke vist) bli benyttet på en måte slik at det forblir tilbaketrukket under den innledende testing og gjenvinning. Gripeelementet kan også bli selektivt energisert, for eksempel ved å dreie borestrengen i en motsatt retning, etter at testingen av treets ventiler er blitt gjennomført. In the example shown, the reacting element 73' and gripping element 82 are not used during the first test immediately after the tree is landed, as mentioned. Rather than providing two separate responsive members 73 and 73', a gripping member (not shown) may be utilized in such a way that it remains retracted during the initial testing and recovery. The gripping element can also be selectively energized, for example by rotating the drill string in an opposite direction, after the testing of the tree's valves has been completed.

Figur 4 og 5 viser en tredje utførelse. Denne utførelse bruker også de samme henvisningstall for treet 15 og slitasjeforingen 39. Verktøyet 85 har et understøttende element 87 som er konstruert på samme måte som det understøttende element 65 i figur 2, og kan ha et låseelement 86. Det understøttende element 87 har en pakning 88 som vil forsegle mot utboringen 25 når den er energisert, for å tjene som et BOP isolasjonstestverktøy. En stamme 89 strekker seg gjennom det understøttende element 87. Figures 4 and 5 show a third embodiment. This embodiment also uses the same reference numerals for the tree 15 and the wear liner 39. The tool 85 has a supporting member 87 which is constructed in the same way as the supporting member 65 in Figure 2, and may have a locking member 86. The supporting member 87 has a gasket 88 which will seal against the borehole 25 when energized, to serve as a BOP isolation test tool. A stem 89 extends through the supporting element 87.

Flere langstrakte segmenter 91 blir båret oppe av stammen 89. Segmentene 91 er romlig fordelt omkring omkretsen til stammen 89 og er utformet til å passe tett sammen med den indre diameter til slitasjeforingen 39. Hvert segment 91 har en skrå eller avsmalnende skulder 92 (fig. 4) på sin utside og denne lander på slitasjeforingens skulder 46. Segmentene 91 avgrenser et ringformet element med en sentral utboring 93 med varierende innvendig diameter. Et øvre ringformet kileelement 95 og et nedre ringformet kileelement 97 er stivt forbundet med stammen 89. I dette eksempel avsmalner de koniske sideveggene til kileelementene 95, 97 til en redusert diameter i retning nedover. Sentralutboringen 93 har en øvre avsmalnende seksjon 99 og en nedre avsmalnende seksjon 101 som samvirker med kileelementene 95, 97 når stammen 89 beveger seg nedover. Several elongated segments 91 are carried aloft by the stem 89. The segments 91 are spatially distributed around the circumference of the stem 89 and are designed to closely match the inner diameter of the wear liner 39. Each segment 91 has an inclined or tapered shoulder 92 (Fig. 4) on its outside and this lands on the wear liner's shoulder 46. The segments 91 define an annular element with a central bore 93 of varying internal diameter. An upper annular wedge element 95 and a lower annular wedge element 97 are rigidly connected to the stem 89. In this example, the conical side walls of the wedge elements 95, 97 taper to a reduced diameter in the downward direction. The central bore 93 has an upper tapered section 99 and a lower tapered section 101 which cooperate with the wedge elements 95, 97 when the stem 89 moves downwards.

Ved driften av den tredje utførelse, blir verktøyet 85 fortrinnsvis senket ned gjennom stigerøret og BOP-enheten 62 (fig. 2) og blir forbundet med tre-utboringen 25 med understøttende element 87 på samme måte som i figur 2. Operatøren dreier stammen 89 slik at den J-formede spalte (ikke vist), frigjøres og senker stammen 89. Den ned overrettede bevegelse energiserer forseglingen 88 og forbinder låseelementet 86 til treet 15. Den nedoverrettede bevegelse forårsaker også at de kileformede elementene 95, 97 skyver segmentene 91 radielt utover. Figur 5 viser et nedre, kileformet element 97 i sin nedre posisjon, hvor kileelementene 91 presses utover. Operatøren tester BOP ved bruk av forseglingen 88 og tester ventilene i treet 15 på samme måte som i utførelsen i figur 2. In the operation of the third embodiment, the tool 85 is preferably lowered through the riser and BOP unit 62 (Fig. 2) and is connected to the wooden bore 25 with the supporting member 87 in the same manner as in Fig. 2. The operator rotates the stem 89 as that the J-shaped slot (not shown) is released and lowers the stem 89. The downward upward movement energizes the seal 88 and connects the locking member 86 to the tree 15. The downward movement also causes the wedge-shaped members 95, 97 to push the segments 91 radially outward. Figure 5 shows a lower, wedge-shaped element 97 in its lower position, where the wedge elements 91 are pressed outwards. The operator tests the BOP using the seal 88 and tests the valves in the tree 15 in the same way as in the embodiment in Figure 2.

Etter at testingen er komplettert, gjenvinner operatøren verktøyet 85 ved å løfte stammen 89, noe som fører til at den beveger seg oppover i forhold til segmentene 91. Dette fjerner inngrepet som øvre og nedre kileelementer 95, 97 har hatt med de øvre og nedre skrånende overflatene 99 og 101. After the testing is completed, the operator recovers the tool 85 by lifting the stem 89, which causes it to move upwardly relative to the segments 91. This removes the engagement that the upper and lower wedge members 95, 97 have had with the upper and lower inclined surfaces 99 and 101.

Et gripende og fastholdende element, i likhet med det gripende element 82 i figur 3, kan også benyttes med øvre og nedre kileelementer 95, 97 dersom gjenvinning av slitasjeforing 39 erønskelig. Bevegelsen av kileelementer 95, 97 mellom tilbaketrukkede og utspente posisjoner kan håndteres på en rekke ulike måter, som avviker fra en nedoverrettet bevegelse, f eks ved rotasjon av stammen. Verktøyet 85 kan alternativt være en del av et tre-drivende verktøy, slik som verktøyet 47 i figur 1, heller enn et BOP isolasjonstestverktøy. I et slik tilfelle kan det understøttende element 87 byttes ut med konnektoren 49 i figur 1. A gripping and retaining element, similar to the gripping element 82 in Figure 3, can also be used with upper and lower wedge elements 95, 97 if recovery of wear liner 39 is desired. The movement of wedge elements 95, 97 between retracted and extended positions can be handled in a number of different ways, which deviate from a downward movement, for example by rotation of the stem. Alternatively, tool 85 may be part of a three-drive tool, such as tool 47 in Figure 1, rather than a BOP insulation test tool. In such a case, the supporting element 87 can be replaced with the connector 49 in figure 1.

Under henvisning til figur 6, kan verktøyet 103 i denne utførelse også inngå som en del av BOP isolasjonstestverktøyet, eller en del av et tre-drivende verktøy. Som vist har det understøttende element 105 en forsegling 107 som tetter mot tre-utboringen 25 for testing av en BOP-enhet. Stammen 109 blir dreiet og senket ned for å påvirke låseelementet til det understøttende element 105. En blære 111 er montert på stammen 109. Blæren 111 er et elastomert, ringformet element som har sine øvre og nedre ender forseglet til stammen 109. Blæren 111 har en størrelse som kan avpasses for å understøtte det meste av den innvendige utboring i slitasjeforingen 39. En stammepassasje 113 strekker seg gjennom stammen 109. Passasjeutløpene 115 gir kommunikasjon mellom det indre rom i blæren 111 og stammens passasje 113. Referring to Figure 6, the tool 103 in this embodiment can also be included as part of the BOP insulation test tool, or part of a wood-driving tool. As shown, the supporting member 105 has a seal 107 which seals against the wooden bore 25 for testing a BOP unit. Stem 109 is pivoted and lowered to engage the locking member of support member 105. A bladder 111 is mounted on stem 109. Bladder 111 is an elastomeric, annular member having its upper and lower ends sealed to stem 109. Bladder 111 has a size that can be adjusted to support most of the internal bore in the wear liner 39. A stem passage 113 extends through the stem 109. The passage outlets 115 provide communication between the inner space of the bladder 111 and the stem passage 113.

Operatøren benytter verktøyet 103 til å pumpe fluid fra overflaten ned gjennom borestrengen og inn i stammens passasje 113 for å blåse opp blæren 111. Så snart blæren er blåst opp, vil operatøren teste ventilene 29, 33 og 37 på samme måte som omtalt ovenfor i forbindelse med de andre utførelsene. The operator uses the tool 103 to pump fluid from the surface down through the drill string and into the stem passage 113 to inflate the bladder 111. Once the bladder is inflated, the operator will test the valves 29, 33 and 37 in the same manner as discussed above in connection with the other designs.

Oppfinnelsen medfører betydelige fordeler. Verktøyet tillater at det benyttes en tynnvegget slitasjeforing, noe som igjen muliggjør et relativt stort hull for boreoperasjonen. Verktøyet tåler de utvendige kreftene som påføres slitasjeforingen. Verktøyet kan også utføre andre funksjoner og derved spare forflytninger. Verktøyet kan for eksempel benyttes for å drive treet. Verktøyet kan omønskes brukes til testing av BOP-enheten. Verktøyet kan også selektivt gjenvinne slitasjeforingen under samme tur. The invention brings significant advantages. The tool allows a thin-walled wear liner to be used, which in turn enables a relatively large hole for the drilling operation. The tool withstands the external forces applied to the wear liner. The tool can also perform other functions and thereby save on travel. The tool can, for example, be used to drive the tree. The tool can optionally be used for testing the BOP unit. The tool can also selectively recover the wear liner during the same trip.

Selv om oppfinnelsen bare er blitt vist ved noen få av sine utforminger, er det åpenbart for fagfolk på området at dette ikke begrenser oppfinnelsen, som kan modifiseres på mange måter uten å forlate idéen ved foreliggende oppfinnelse. Som nevnt, kan det rørformede, gjennomborbare element, i stedet for et tre, være en rørspole med et tre montert på toppen av rørspolen. Gjenvinningstrekket vist i figur 3 kan modifiseres og derved innbefattes også ved andre utførelser. Although the invention has only been shown in a few of its designs, it is obvious to those skilled in the art that this does not limit the invention, which can be modified in many ways without leaving the idea of the present invention. As mentioned, the tubular pierceable member, instead of a tree, may be a tube coil with a tree mounted on top of the tube coil. The recycling feature shown in Figure 3 can be modified and thereby also included in other designs.

Claims

1. Method for pressure testing an underwater wellhead assembly (11) with a tubular element with a bore (25) and at least one port (27, 35) which extends from the bore to the outside of the tubular element, characterized in that the method includes; a) placing a wear liner (39) inside the bore (25) of the tubular member and sealing the communication between the port (27, 35) and the bore with the wear liner (39); b) providing a tool (63) with an upper support member (65, 87), a stem (55, 71, 89) extending downwardly from the support member (65, 87), and a responsive member (73, 73 ') on the trunk; c) landing the upper support member (65, 87) in the tubular member so that it joins and cooperates with an inner diameter of the wear liner (39) with the responsive member (73, 73'), whereupon d) the fluid pressure is applied the port (27, 35) which is thus pushed inwards towards the wear liner (39), which is counteracted by the reacting element (73, 73').

2. Method according to claim 1, characterized in that it also includes; connecting a BOP assembly (62) to the tubular member; sealing an upper support member (65, 87) in the tool to the bore in the tubular member; and shutting down the BOP assembly (62) and applying fluid pressure between the upper support member and the BOP assembly to test the BOP assembly.

3. Method according to claim 1, characterized in that it also includes; securing the upper support element (65, 87) to a profile (53) with grooves formed in the bore in the tubular element above the wear liner (39); and connecting the tool (63) with a fluid-carrying line (72) from a surface platform to a subsea wellhead housing.

4. Method according to claim 1, characterized in that it also includes; that the wear liner (39) is gripped and retained by an enclosing responsive element (73, 73'), and that the wear liner is recovered by the tool after step d).

5. Method according to claim 1, characterized in that it also includes; that the reacting element in step b) comprises a rigid element.

6. Method according to claim 1, characterized in that step c) also includes; sealing the responsive member to the inside diameter of the wear liner; sealing the supporting member (65, 87) so as to define a chamber (77) between the supporting member (65, 87), the stem (55, 71, 89) and the inner diameter of the wear liner (39); while step d) includes; supplying the fluid pressure to the chamber (77) to exert an outwardly directed reactive force on the wear liner (39).

7. Method according to claim 6, where step b) comprises providing a stem (55, 71, 89) with a central passage (93) and at least one outlet passage (27) leading through a side wall of the stem above the reacting element (73) , 73'), characterized by step d) furthermore includes; pumping in fluid into the stem (55, 71, 89) and pumping out fluid through the outlet passages (27) and into the chamber (77).

8. Method according to claim 1, characterized in that step c) also includes radial expansion of the reacting element (73, 73').

9. Method according to claim 1, characterized by step b) furthermore includes; providing a plurality of radially movable segments (91) arranged in a stem-encircling pattern to define the responsive member (73, 73'), while step c) comprises tapering the segments (91) radially outward.

10. Method according to claim 1, characterized by step b) furthermore includes; mounting an elastic bladder (111) to the stem (55, 71, 89) to define the responsive element; and that step c) includes pumping fluid through the trunk of the bladder to inflate the bladder (111).

11. Method according to claim 1, characterized in that d) the supply of fluid pressure to the sealed chamber (77) means that an outwardly directed force is exerted against the wear lining (39) to resist inward deflection of the wear lining due to the inwardly directed force.

12. Method according to claim 11, characterized in that step c) in claim 1 also comprises; assembly of upper (69) and lower (75) packing elements to a stem (55, 71, 89), after which the lower packing element (75) is inserted so as to seal the wear liner (39) and position the upper packing element (69) over the lower packing element (75) to define the sealed chamber (77) between the upper and lower packing elements (69, 71).

13. Device for carrying out pressure testing of an underwater wellhead assembly (11), with a bore (25) and at least one port (27, 35) projecting from the bore (25) to the outside of a tubular element, as well as a wear liner (39) located inside the bore of the tubular element and sealing communication between the port (27, 35) and the bore (25), characterized in that the device comprises; - a supporting element (65, 87) for landing inside the tubular element, - a stem (55, 71, 89) extending downwards from the supporting element (65, 87), and - a reacting element (73) on the stem for engagement with the inner diameter of the wear liner (39) to resist inward deflection of the wear liner (39) when fluid pressure is applied to the port (27, 35).

14. Device according to claim 13, characterized in that the device comprises a sealing element (43, 45) for sealing the supporting element (65, 87) and the tubular element.

15. Device according to claim 13, characterized in that the reacting element (73) comprises a rigid body extending radially outward from the stem (55, 71, 89) and defining an outer diameter substantially the same as the inner diameter of the wear liner (39).

16. Device according to claim 13, characterized in that the reacting element (73) ends in a sealing manner against the inner diameter of the wear liner (39).

17. Device according to claim 13, characterized in that the supporting element (65, 87) and the reacting element (73) have seals (43, 45) which delimit a sealed chamber (77) in the wear liner (39), and that the stem (55 , 71, 89) has a central passage (93) and an outlet (27) from this central passage located between the seals (43, 45) between the supporting element (65, 87) and the reacting element (73), for supplying fluid pressure to the sealed chamber (77).

18. Device according to claim 13, characterized in that the reacting element (73) is arranged to expand in the radial direction.

19. Device according to claim 13, characterized in that the reacting element (73) comprises several radially movable segments (91) which are arranged in a circumferential row around the stem (55, 71, 89), and at least one wedge-shaped element (95, 97) is mounted on the stem (55, 71, 89) to wedge the segments (91) radially outward in response to an axial movement of the stem (55, 71, 89).

20. Device according to claim 13, characterized in that the reacting element comprises; an elastic bladder (111) mounted on the stem (55, 71, 89), the stem having a central passage (93) leading to the interior of the bladder for pumping fluid through the stem into the bladder to inflate it.

21. Device according to claim 13, characterized in that it also comprises a gripping member at the reacting element designed to grip the wear liner for recovery thereof.